燃煤机组设计创新集成优化技术(华北电力设计院

燃煤机组设计创新集成优化技术设计方案汇报华北电力设计院有限公司2016年1月4日内容1•国家能源政策2•新形势下燃煤电站建设思路3•新建机组节能高效技术集成应用4•现役机组改造节能高效技术集成应用5•大容量燃煤机组供热技术集成应用6•工程实例7•结论国家发展改革委、国家能源局印发了《关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知》（发改能源[2015]2236号）2015年10月8日•……意味着常规火电项目审批权下放至地方后，导致各地抢跑、规划无序的局面会有所改善，火电项目的审批会越来越慎重。12015国家能源政策国务院常务会议，全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造。2015年12月在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克，新建电厂平均煤耗低于300克对落后产能和不符合相关强制性标准要求的坚决淘汰关停。东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。我国电力已步入相对过剩期。虽然过剩程度尚待观察，但当此之时，正是推进电力行业结构调整的有利时机，应抓住这个机遇，淘汰落后产能，促进产业升级改造。内容1•国家能源政策2•新形势下燃煤电站建设思路3•新建机组节能高效技术集成应用4•现役机组改造节能高效技术集成应用5•大容量燃煤机组供热技术集成应用6•工程实例7•结论2、燃煤电站建设思路无人值守一键启停全能值班高效节能清洁环保绿色可持续电站数字、信息化电站技术领先、世界一流先进管理技术循环经济高效清洁燃煤电站未来高效节能环保数字化燃煤发电项目采用最先进的科研成果，集成大容量、高参数、高效率等国际最先进的燃煤电站技术，和脱硫、脱硝、除尘等最先进的烟气协同治理技术，实现建设具有世界一流水平的大型高效和污染物超净排放数字化燃煤发电机组的目标，建成区域现代工业艺术品，同时打造最具影响力的国际一流发电企业。内容1•国家能源政策2•新形势下燃煤电站建设思路3•新建机组节能高效技术集成应用4•现役机组改造节能高效技术集成应用5•大容量燃煤机组供热技术集成应用6•工程实例7•结论3、节能高效技术集成应用（1）先进的主机参数2016-2020优化的二次再热先进技术集成应用＞47.3（＜260g/kWh）310bar600℃620℃620℃2020-2025采用700℃计划＞50.0（246g/kWh）＞1375bar700℃720℃720℃目前在役≤43.5（～283g/kWh）262.5bar600℃600℃52515049484746454443净效率%2013-2015初期二次再热～46.4（～265g/kWh）310bar600℃610℃610℃在超超临界机组参数条件下，主蒸汽压力提高1Mpa，降低煤耗约0.35g/kWh；主蒸汽温度每提高10℃，降低煤耗约0.7g/kWh；再热蒸汽温度每提高10℃，降低煤耗约0.6g/kWh。泰州、莱芜等12.7近期目标电站玉环、北仑、北疆等3万州、安庆、罗源湾等优化的一次再热3、节能高效技术集成应用二次再热系统可以有效地降低机组的煤耗。目前全球约有30多台二次再热机组在运行，因此二次再热技术已经得到工业验证，系统本身是成熟可靠的。（2）二次再热技术3、节能高效技术集成应用从二次再热技术的发展情况来看，当材料工业发展迅猛、新材料研发有所突破的时候，一般优先采用提高机组蒸汽参数的方法获得更高的热经济性，机组参数提高所得到的效率收益更大，性价比更高；当材料性能受到限制时，采用二次再热技术会得到更进一步的发展空间。在700℃技术未有较大突破之前，未来百万机组的二次再热仍会是火电机组的忍痛选择。（2）二次再热技术3、节能高效技术集成应用经过充分考虑材料及技术的可行性、可靠性，二次再热机组推荐的参数为：31MPa/600℃/620℃/620℃，比优化后的一次再热机组的煤耗降低约5～6g/kWh。（2）二次再热技术3、节能高效技术集成应用燃煤发电机组的主要热力过程为燃烧过程、传热传质过程、热功转化过程、机电转化过程、辅机耗电过程和排放过程。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用我国燃煤火电技术已完成从亚临界到超/超超临界的升级，提高机组初参数来提高机组热效率已经达到了国际先进的水平，但是汽轮发电机组以蒸汽朗肯循环为基准发展起来的热力系统循环结构却一直没有变化。锅炉岛、汽机岛内的传热传质过程仍相互独立。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用从热力学角度来看，这两个独立进行的热质传递过程均存在明显的“能级不匹配”现象。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用通过对大型燃煤发电机组空预器换热过程和回热加热过程研究可以发现：风的传热温区在320℃～20℃左右；汽机侧水的传热温区在30℃～320℃左右。两侧的传热过程不仅温区相近，在换热特性上也具有较好的匹配关系。此外，通过对两个换热过程传热特性进行深入分析，还可以发现：（1）回热系统利用大量抽汽加热凝结水，但多级抽汽的过热度达50～130℃，直接冷凝放热传热损失较大。同时，回热抽汽（特别是高压蒸汽）做功能力较强，可在汽缸内膨胀做功，直接引入回热系统势必造成大量做功能力浪费。（2）空气预热器中烟气的比热容和流量均高于空气，随着换热的进行，两者之间的传热温差不断增大。空气预热过程热端温差仅为20～30℃，但随着换热的进行，空气与烟气之间的传热温差不断扩大，至空气预热器入口处，两者之间的换热温差已达100℃左右。同时，整个空气预热过程的平均温差也达50～70℃，换热损失明显较大。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用因此有必要打破锅炉岛与汽机岛之间热质传递过程的流程壁垒，将炉侧与汽机侧的热、功过程进一步充分交叉融合，对机炉之间烟气、蒸汽、给水和空气等多工质的传热和做功过程按能量品位匹配原则进行充分集成优化，从有效利用锅炉烟气和回热抽汽可用能的角度，重构机组热力系统，实现了高参数机组进一步深度节能。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用华北电力大学作为首席承担单位于2009年～2013年承担并圆满完成国家973计划项目“大型燃煤发电机组过程节能的基础研究”，于2013年9月组织专家验收，业内专家黄其励院士、岑可法院士、徐建中院士一致推荐燃煤机炉耦合系统为重大创新成果。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用华北电力大学承担了国家973计划项目“大型燃煤发电机组过程节能的基础研究”，并提出了拥有自主知识产权的机炉耦合热集成系统：（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用新型机炉耦合热集成系统采用将空气预热器与旁路烟道并联布置，并在入口风道上增设抽汽式空气预热器的设计思路，该系统利用低品位抽汽替代部分高温烟气加热入炉空气，置换出部分高温烟气的同时，减少了空气加热过程的传热㶲损。同时，将置换出的烟气引入旁路烟道加热给水和凝结水，排挤部分高压回热抽汽，进而提高机组热功转换效率。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用旁路烟道系统主要包括高温烟水换热器、低温烟水换热器、低温省煤器和相关给水管道与凝结水管道。（3）机炉深度耦合综合提效技术5#加热器DEA凝结水烟气MMM冷空气1#、2#、3#加热器M抽汽冷凝式空气预热器进炉膛汽机岛锅炉岛空气预热器高温烟水换热器低温烟水换热器省煤器给水管道长180m弯头26个凝结水管道长340m弯头49个风道长183m弯头5个6#加热器7#加热器M低温省煤器凝结水管道长340m弯头49个M3、节能高效技术集成应用考虑到目前低低温除尘器技术的发展以及充分回收烟气余热，华北电力设计院与华北电力大学交流沟通后对机炉深度耦合技术进行了优化：（3）机炉深度耦合综合提效技术经计算，采用机炉耦合集成技术后，对于二次再热机组，采用该系统后，即使对于烟煤炉机组供电标煤耗也可降低约4～5g/kWh，机组发电效率提高约1.0～1.2%，节能效果显著。3、节能高效技术集成应用（4）先进的回热技术——双机抽汽回热系统所谓双机抽汽回热技术，是指取消原主机超高压缸、高压缸向加热器的抽汽，改由抽汽背压式给水泵汽轮机提供。3、节能高效技术集成应用（4）先进的回热技术——双机抽汽回热系统采用双机抽汽回热技术具有以下几方面优势：1）取消了主机高压缸、中压缸抽汽，改善了通流，提高了汽缸内效率；2）给水泵汽轮机为背压式，其排汽进入回热系统，减少了排汽损失，小机效率高；3）各级抽汽过热度有明显下降，使得加热器的传热温差缩小，有效降低了高位能损失，减少系统的“(火用)”损失。4）一定程度降低高加、除氧器和低加的制造、运行成本。5）减少了再热蒸汽量，对二次再热机组在整个效率未降低的情况下大幅度降低主机造价。降低煤耗约1g/kWh，效率可提高约0.15%左右；同时降低二次再热机组投资。3、节能高效技术集成应用邻机加热启动技术，在锅炉不点火的情况下，通过邻机加热启动系统将锅炉给水加热至锅炉热态清洗要求的温度（190℃），以便缩短启动时间，改善锅炉的点火和稳燃条件，提高锅炉启动安全性，进而达到节油、节煤、节电的目的。（5）精细化设计——邻机加热技术邻机加热系统3、节能高效技术集成应用采用邻机加热系统，还有以下好处：·采用蒸汽加热启动技术，不仅将锅炉由原来的冷态启动转为热态启动，改善了锅炉的点火和稳燃条件，提高了锅炉的启动安全性。·由于提高了启动阶段的排烟温度，降低了空预器结露和堵灰的概率，提高了锅炉运行经济性和安全性。·对于配有SCR脱硝系统的锅炉，同样可杜绝其在启动阶段可能出现的低温结露、堵灰、催化剂中毒以及未燃尽烟灰的粘附甚至二次燃烧的威胁等等。（5）精细化设计——邻机加热技术3、节能高效技术集成应用所谓低背压技术，是指利用低温循环水冷却汽轮机排汽，营造凝汽器极低背压，从而达到增大汽轮机出力提高机组效率的目的。适度取用合适的冷却水温及循环倍率并优化背压，可使汽机热耗显著降低。采用低背压技术后，为机组实现三背压的运行方式创造了条件。背压一定的情况下，三背压方案比双背压方案机组热耗可降低15～25kJ/kWh。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用低背压的实现受两方面决定：冷源情况、汽轮机结构。冷源情况：设计背压主要与设计水温有关。例如丹麦Skaebaek电厂,年平均海水温度只有10℃,设计背压只有2.2kPa。设计背压与冷却水量也有很大关系。日本橘湾电厂1、2号机(1050MW)和碧南电厂4、5号机(1000MW),其冷却水量达44m3/s,冷却倍率在80倍以上,其设计背压为3.8kPa。我国电厂的循环倍率一般只有55倍，与冷却倍率为80倍的电厂相比,冷却水温升高出3℃,相应背压高0.8kPa。因此，对于冷却倍率取多少为合适,要作深入的分析。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用低背压的实现受两方面决定：冷源情况、汽轮机结构。汽轮机结构：目前在建的百万机组均为两个低压缸。而国内三大汽机厂已投运的末级叶片最长为1200mm，阻塞背压约3.5kPa，推荐的经济背压一般在4～5kPa。这意味着即使从冷端进一步优化，获得的收益也有限。必须改变汽轮机的结构降低背压才能获得更多的收益。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用目前，国内汽轮机均提出了两个技术方案：方案一：增加一个低压缸，实现三个低压缸。该方案阻塞背压可达2.5kPa，推荐背压3～3.5kPa！比两个低压缸至少可降低热耗60kJ/kWh以上，对应煤耗可降低2g/kWh以上。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用目前，国内汽轮机均提出了两个技术方案：方案二：开发1400mm以上末级叶片，仍采用两个低压缸。该方案阻塞背压也可以达到3kPa以下。但由于背压在3.5kPa以下时热耗收益很小，此方案推荐背压3.5～4kPa.此方案比1200mm叶片可降低热耗40kJ/kWh左右，对应煤耗可降低约1.5g/kWh。目前东汽已研发出1400mm末级叶片，全转速钢制超长低压末叶1400mm(14.54m2）整级试制；已完成各项